L'évolution des carburants maritimes au cours des prochaines décennies dépendra d'une combinaison de réglementations, de coûts de production, de disponibilité des matières premières, de décisions d'investissement des armateurs et de la capacité des ports à fournir les nouvelles alternatives énergétiques. Une étude élaborée conjointement par le Global Centre for Maritime Decarbonisation (GCMD) et le Boston Consulting Group (BCG) analyse ces variables à travers différents scénarios jusqu'en 2050 et place le niveau de la pénalité sur les émissions parmi les principaux facteurs pouvant altérer la compétitivité entre les carburants conventionnels et les nouvelles options.
Le rapport, intitulé Naviguer dans la transition énergétique maritime, repose sur un modèle intégré reliant les politiques climatiques et les coûts des carburants aux décisions concernant les moteurs, l'évolution de la flotte, la consommation d'énergie et, enfin, les besoins d'approvisionnement dans les ports. L'objectif des auteurs n'est pas d'établir une trajectoire unique pour la transition, mais d'étudier dans quelles conditions économiques et réglementaires les différentes alternatives peuvent devenir compétitives.
L'analyse inclut comme carburants conventionnels le fioul lourd à très faible teneur en soufre (VLSFO) et le GNL fossile, en plus d'une option basée sur le VLSFO avec des systèmes de capture de carbone à bord. Parmi les nouveaux carburants considérés figurent le biodiesel de première et deuxième génération, l'huile végétale hydrotraitée (HVO), le bio-GNL, le biométhanol, le bioéthanol de première et deuxième génération, l'ammoniac bleu, l'e-méthanol et l'e-ammoniac. Le modèle les compare tous sur une base énergétique commune et prévoit six configurations de moteurs, y compris les solutions duales pour GNL, méthanol, ammoniac et éthanol.
Un des éléments conditionnant l'horizon 2050 est le rythme de renouvellement de la flotte mondiale. GCMD et BCG estiment une durée de vie des navires comprise entre 25 et 30 ans et calculent qu'environ 4% de la flotte est renouvelée chaque année. Ainsi, les moteurs commandés au cours des prochaines années détermineront une part substantielle des carburants que les navires seront capables d'utiliser au cours des décennies suivantes.
Le rapport développe trois scénarios réglementaires. Le premier prend comme référence le Net-Zero Framework (NZF) de l'Organisation Maritime Internationale, avec une pénalité de niveau 2 RU maintenue à 380 dollars par tonne de CO2 équivalent jusqu'en 2050. Un deuxième scénario augmente progressivement cette pénalité de 380 dollars entre 2028 et 2030 jusqu'à atteindre 700 dollars par tonne en 2050. Le troisième analyse l'application de l'EU ETS et FuelEU Maritime sans l'existence d'un cadre global équivalent.
Le point de départ réglementaire reste sujet à des changements. Le document rappelle que le NZF convenu en principe lors du MEPC 83 de l'OMI, tenu en avril 2025, a vu son adoption formelle reportée lors de la session extraordinaire d'octobre de cette année. Depuis lors, des propositions alternatives ont été présentées qui devront être considérées avant le MEPC 85, prévu pour décembre 2026. Ainsi, le scénario de base utilisé par l'étude constitue une hypothèse de modélisation et non une prévision de quel sera finalement le mécanisme approuvé.
Avec la pénalité de 380 dollars utilisée dans le scénario de base, GCMD et BCG estiment que les nouvelles options énergétiques n'atteignent pas une compétitivité généralisée par rapport aux carburants conventionnels durant la période analysée. Les incitations temporaires pour les carburants à émissions nulles ou proches de zéro réduisent initialement la différence de coûts, mais le modèle prévoit qu'en supprimant ces soutiens durant la décennie de 2040, les carburants conventionnels deviennent à nouveau économiquement plus favorables dans de nombreux cas.
Cette situation a un effet direct sur la différence entre les moteurs installés et les carburants effectivement consommés. Dans le scénario de base, les moteurs conventionnels représenteraient 24% de la flotte en 2050, les moteurs conventionnels avec systèmes de capture de carbone 30% et les moteurs duals de GNL 22%. Les moteurs duals de méthanol atteindraient 10% et ceux d'éthanol 9%. Cependant, avoir un moteur compatible avec un nouveau carburant ne signifie pas nécessairement l'utiliser si le carburant conventionnel continue d'être plus économique.
Le rapport utilise le méthanol pour illustrer cette différence. Dans le scénario de base, les moteurs duals prêts pour le méthanol représenteraient environ 10% de la capacité installée, mais le carburant ne contribuerait qu'environ 2% de l'énergie consommée par la flotte. Dans le cas de l'ammoniac, la capacité des moteurs atteindrait environ 4%, contre une consommation énergétique d'environ 2%. Cette différence est liée à la capacité des moteurs duals à continuer de fonctionner avec du VLSFO ou d'autres carburants lorsque leur coût est inférieur.
Le résultat change lorsque le modèle élève la pénalité associée au mécanisme de l'OMI jusqu'à 700 dollars par tonne de CO2 équivalent. Dans cette hypothèse, les nouveaux carburants commencent à rivaliser économiquement avec les fossiles dans un plus grand nombre de cas. Par rapport au scénario de base, la part des moteurs conventionnels, de ceux équipés de capture de carbone et des duals de GNL diminue, tandis que les configurations prêtes pour le méthanol, l'éthanol et l'ammoniac augmentent.
Dans ce scénario, les nouveaux carburants, y compris les drop-in qui peuvent être utilisés dans des moteurs conventionnels, représenteraient environ 61% de la consommation énergétique de la flotte mondiale en 2050. Le VLSFO utilisé avec capture de carbone à bord apporterait 26% supplémentaires, tandis que le VLSFO conventionnel et le GNL fossile resteraient collectivement autour de 13%.
L'application exclusivement régionale des normes européennes produit un résultat différent dans le modèle. Le rapport calcule que les trajets affectés par l'EU ETS et FuelEU Maritime représentent environ 20% de la consommation énergétique du transport maritime international. Dans ce domaine, les exigences concernant l'intensité des gaz à effet de serre déplacent la consommation vers des alternatives à faibles émissions, mais en dehors de la couverture européenne, la transition est plus lente et le GNL conserve sa présence dans des segments où il maintient un avantage économique.
La comparaison entre e-méthanol et e-ammoniac occupe une partie centrale de l'analyse. Bien que l'e-ammoniac présente un coût de production inférieur, l'étude calcule que les deux atteignent un coût nivelé d'utilisation pratiquement équivalent. L'avantage initial de l'ammoniac est compensé par des coûts plus élevés associés au stockage, à la logistique et aux opérations d'approvisionnement, ainsi que par les besoins liés à sa toxicité, à la formation des équipages et aux zones de sécurité requises pendant les opérations de bunkering.
L'hydrogène renouvelable constitue la principale variable économique pour les deux carburants. Selon les calculs de GCMD et BCG, son coût représente entre 54% et 60% du coût nivelé d'utilisation de l'e-méthanol et de l'e-ammoniac. Pour 2030, le rapport estime des coûts approximatifs entre 66 et 67 dollars par gigajoule pour les deux alternatives. D'ici 2050, la croissance de la production d'hydrogène et la réduction des coûts de l'électricité renouvelable et des électrolyseurs porteront le coût nivelé des deux carburants à environ 52 dollars par gigajoule dans le scénario proposé.
Le scénario de base considère un coût nivelé de l'hydrogène d'environ trois dollars par kilogramme en 2050. L'étude teste également ce qui se passerait si le coût tombait à environ deux dollars. Dans cette hypothèse, accompagnée d'une trajectoire de décarbonisation mondiale plus rapide, le méthanol et l'ammoniac atteindraient ensemble 36% de la demande énergétique de la flotte mondiale en 2050, soit 32 points de pourcentage au-dessus du scénario de base.
Pour l'e-méthanol, il existe en outre un autre composant qui n'affecte pas l'e-ammoniac : le coût du CO2 biogénique nécessaire comme matière première. Le rapport analyse des prix compris entre 50 et 200 dollars par tonne. Avec un coût de 50 dollars, le méthanol atteindrait 23% de la consommation énergétique et l'ammoniac 14%. À 100 dollars, la répartition serait proche, avec 22% pour le méthanol et 20% pour l'ammoniac. Avec des coûts supérieurs, le modèle déplace une plus grande partie de la consommation vers l'ammoniac.
La trajectoire du biométhanol constitue une autre variable capable de modifier le scénario. Dans le scénario de base, son coût de production demeure à 43 dollars par gigajoule, soit environ 850 dollars par tonne, pendant toute la période. Dans ces conditions, la consommation de méthanol reste autour de 2% de la demande énergétique de la flotte en 2050.
GCMD et BCG proposent un scénario alternatif dans lequel le coût du biométhanol diminue de 43 dollars par gigajoule en 2025 à 33 dollars en 2050, ce qui équivaut à une réduction d'environ 850 à 650 dollars par tonne. Dans cette hypothèse, la consommation de méthanol passe de 2% à 19% de l'énergie utilisée par la flotte en 2050, et la part des moteurs duals de méthanol pratiquement double avant 2035 par rapport au scénario de base.
Le rapport relie cette évolution à la possibilité que le biométhanol agisse initialement comme carburant pour élargir la base de moteurs compatibles et faciliter par la suite l'utilisation de l'e-méthanol sans avoir besoin de remplacer la technologie installée à bord. Pour atteindre le niveau de consommation proposé dans ce scénario, environ 70 millions de tonnes de biométhanol seraient nécessaires annuellement en 2050, un chiffre inférieur aux 135 millions de tonnes de disponibilité estimée pour cette année par l'Agence Internationale des Énergies Renouvelables et le Methanol Institute, d'après les références utilisées par l'étude.
L'éthanol présente une dépendance différente, liée principalement à sa classification réglementaire. Dans le scénario de base, sa contribution atteint environ 9% de la consommation énergétique en 2050. Cependant, lorsque les biocarburants issus de cultures alimentaires reçoivent un traitement défavorable, le modèle réduit à des niveaux pratiquement marginaux tant la consommation d'éthanol que celle des carburants drop-in de première génération. La consommation déplacée va principalement vers le VLSFO, le VLSFO avec capture de carbone et le GNL fossile.
Ces différences de coûts conditionnent également le livre de commandes de nouveaux navires. Le rapport indique que la compétitivité d'un carburant en 2050 ne suffit pas à elle seule à déterminer son utilisation future. Il doit d'abord exister une flotte équipée de moteurs capables de le consommer. Avec une durée de vie économique des navires située entre 25 et 30 ans, les décisions d'investissement durant la décennie actuelle et la première moitié de la prochaine conditionnent la capacité disponible à mi-siècle.
La même relation s'applique aux infrastructures portuaires. GCMD et BCG distinguent entre la possible évolution de l'approvisionnement en carburants liquides, comme le méthanol et l'éthanol, et celle de l'ammoniac. Le méthanol et l'éthanol sont comparativement plus faciles à transporter, stocker et fournir, de sorte que leur disponibilité dans un port dépend moins de la proximité des centres de production. Le rapport considère que cette caractéristique peut permettre aux hubs de bunkering déjà consolidés de maintenir une partie de leur position grâce à l'importation de carburant provenant de régions productrices.
Les grands centres de fourniture actuels possèdent, selon l'analyse, des facteurs tels que le trafic maritime, les réseaux de fournisseurs, la capacité de stockage, les marchés de commercialisation et l'expérience réglementaire. Dans le même temps, l'étude envisage l'entrée d'autres ports s'ils disposent d'un avantage suffisant sur le coût du carburant ou d'une demande captive permettant de soutenir les investissements.
Dans ce processus, les lignes maritimes régulières peuvent jouer un rôle spécifique dans les premières étapes d'adoption du méthanol et de l'ammoniac. Les escales répétées et des horaires prévisibles permettent de concentrer la demande, d'établir des contrats de fourniture à long terme et d'offrir une plus grande certitude pour développer des installations de bunkering. Les navires opérant sur des marchés tramp, en revanche, présentent des itinéraires moins prévisibles et de plus grandes difficultés à s'engager sur des fournitures dans des ports précis.
L'ammoniac peut introduire des changements plus profonds dans cette structure en raison de ses exigences de transport, de refroidissement, de manipulation et de sécurité. GCMD et BCG identifient deux modèles de ports capables de participer à ce marché. Le premier correspond à des hubs liés à des centres de production avec des coûts compétitifs, où l'infrastructure associée aux exportations pourrait également être utilisée pour fournir du carburant aux navires. Le second concerne de grands ports importateurs avec un trafic maritime élevé et la capacité de concentrer la demande.
Dans ces hubs d'importation, la demande maritime pourrait se combiner avec celle provenant des industries ou des installations énergétiques voisines. Cette agrégation permettrait d'acheter de l'ammoniac à plus grande échelle, de soutenir les investissements dans des terminaux d'importation et d'établir des contrats de fourniture à long terme. L'étude utilise comme exemples de son analyse différents grands hubs mondiaux, dont Singapour, Fujairah, la région Amsterdam-Rotterdam-Anvers et plusieurs ports asiatiques.
Le modèle n'identifie pas de carburant unique comme dominant en 2050 ni ne considère que la transition se concentrera sur un seul type de port. Parmi les variables que le rapport lui-même propose de suivre figurent les décisions réglementaires de l'OMI, l'évolution du coût du biométhanol, les prix de l'hydrogène et du CO2 biogénique et le traitement normatif des biocarburants dérivés de cultures alimentaires.